نوع مقاله: علمی - پژوهشی

نویسندگان

1 مهندسی اکتشاف نفت، دانشکده نفت، بردیس علوم و فن آوریهای نوین

2 گروه مهندسی اکتشاف نفت، دانشکده مهندسی نفت

3 دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر

چکیده

میادین فارس ساحلی در برگیرنده مقادیر قابل توجهی از هیدروکربن به ویژه به صورت گازی هستند. مدل سازی سیستم نفتی به عنوان روشی برای رفع ابهامات اکتشافی و کاهش خطرات حفاری ابزاری ارزان قیمت و مناسب است. در این مطالعه با جمع آوری اطلاعات زمین شناسی، استفاده از تحلیل داده‌های آنالیز راک-اول 6 و مدلسازی یک بعدی با استفاده از نرم افزار پترومد ورژن 11 و 12 بر روی دو میدان در محدوده‌ی فارس ساحلی سعی شده است احتمال منشا بودن سازند سرچاهان و میان لایه‌های شیلی سازند کنگان مورد بررسی قرار گرفت. نتایج مدل سازی نشان داد سازند سرچاهان به عنوان سنگ منشا اصلی در این میادین مطرح است، این سازند بین 1.9 تا 1.6 میلیون سال پیش به بیشترین عمق تدفین خود رسیده و در مجموع چیزی در حدود دو میلیون تن هیدروکربن تولید کرده است. همچنین این تحقیق نشان داد، میان لایه‌های شیلی سازند کنگان نمی‌تواند منشا اصلی هیدروکربن‌های موجود در منطقه باشد با این حال توسط این میان لایه‌ها مقادیر محدودی هیدروکربن تولید شده است که در مقایسه با حجم عظیم ذخایر این میادین بسیار ناچیز می‌باشد و نمی‌تواند سنگ منشا اصلی تولید کننده‌ی این هیدروکربن‌ها باشد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

1D Modeling of Petroleum System and sedimentary Basin in Coastal Fars Region and investigation of Hydrocarbon generation potential of Shaly sections of Kangan Formation

نویسندگان [English]

  • Mohammad Hossein Saberi 1
  • Taha Ashrafi 2
  • Ahmad Reza Rabbani 3

1 New Technology campus, Petroleum Engineering Department

2 New Technology campus, Petroleum Engineering Department

3 Petroleum Engineering Department, Amirkabir University

چکیده [English]

Coastal Fars Fields contains enormous amounts of hydrocarbons especially in form of gas and condensate (some oil). Petroleum system and sedimentary basin modeling is a cheap and useful tool for reducing uncertainties in exploration and Cost and risk in drilling wells. In this study, using geological data, Rock-Eval 6 analysis and 1D basin modeling by using Petromod version 11 and 12 software, we tried to determine the probability of generation in possible source rocks of Sarchahan Formation and Kangan shaly sections in two producing hydrocarbon Field in the Coastal Fars. Results showed that the Sarchahan Formation is the original source rock of this area which reached maximum Burial depth around 1.6 to 1.9 M.a and produced around 2 Mton of Hydrocarbon, also results showed that shaly sections of Kangan Formation Produced a little amount of hydrocarbon but not as much to be the source of enormous amounts of Hydrocarbon in this region.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Basin Modeling
  • Sarchahan Formation
  • Kangan Formation
  • Coastal Fars

مدلسازی یک بعدی سیستم نفتی در تعدادی از میادین فارس ساحلی و بررسی توان تولید میان لایه‌های شیلی در سازند کنگان

محمد حسین صابری1[*]، طاها اشرفی2، احمدرضا ربانی3

1استادیار پردیس علوم و فناوری های نوین، دانشکده ی مهندسی نفت، دانشگاه سمنان، Mh.saberi@semnan.ac.ir

2 کارشناسی ارشد، پردیس علوم و فناوری های نوین، دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه سمنان، Tahaashrafi@semnan.ac.ir

3پرفسور دانشکده نفت دانشگاه صنعتی امیر کبیر، Rabbani@aut.ac.ir

 

(دریافت: 05-06-1396، پذیرش: 21-01-1398)

چکیده

میادین فارس ساحلی در برگیرنده مقادیر قابل توجهی از هیدروکربن به ویژه به صورت گازی­اند. مدلسازی سیستم نفتی به عنوان روشی برای رفع ابهامات اکتشافی و کاهش خطرات حفاری، ابزاری ارزان قیمت و مناسب است. در این مطالعه با جمع­آوری اطلاعات زمین­شناسی، استفاده از تحلیل داده­های آنالیز راک-اول 6 و مدلسازی یک بعدی با استفاده از نرم­افزار پترومد ورژن 11 و 12 بر روی دو میدان در محدوده­ فارس ساحلی، احتمال منشا بودن سازند سرچاهان و میان لایه­های شیلی سازند کنگان مورد بررسی قرار گرفت. نتایج مدلسازی نشان داد سازند سرچاهان به عنوان سنگ منشا اصلی در این میادین مطرح است، این سازند بین9/1 تا 6/1 میلیون سال پیش به بیشترین عمق تدفین خود رسیده و در مجموع چیزی در حدود دو میلیون تن هیدروکربن تولید کرده است. همچنین این تحقیق نشان داد، میان لایه­های شیلی سازند کنگان نمی­تواند منشا اصلی هیدروکربن­های موجود در منطقه باشد با این حال به وسیله این میان لایه­ها مقادیر محدودی هیدروکربن تولید شده است که در مقایسه با حجم عظیم ذخایر این میادین بسیار ناچیزاست و نمی­تواند سنگ منشا اصلی تولیدکننده­ این هیدروکربن­ها باشد.

کلمات کلیدی

مدلسازی حوضه، سرچاهان، کنگان، فارس ساحلی

 

 

1- مقدمه

 خلیج­فارس که جنوب ایران را از شبه جزیره­ عربستان مجزا می­کندیک دریای سرحدی اقیانوس هند است که در بخش جنوبی حوضه­ فورلند زاگرس قرار می­گیرد و مساحتی به وسعت تقریبی 226000 کیلومتر مربع را با عمق آب کمتر از 110 متر (به طور متوسط 35 متر) می­پوشاند [1]. با توجه به گزارش بررسی آماری انرژی جهانی بریتیش پترولیوم، ایران در پایان سال 2016 دارای3/9 ذخایر اثبات شده­ نفت دنیا و 18 درصد ذخایر اثبات شده­ گاز دنیا بوده است که اکثر این ذخایر در بخش ایرانی خلیج­فارس تجمع یافته است]2[.

سنگ منشا مهم در حوضه­ زاگرس برای توالی­های اواخر پالئوزوئیک تا اواخر تریاس، شیل­های غنی از ماده­ آلی و رادیواکتیو سازند سرچاهان است[6-3]. شیل­های سیاه سرچاهان در محدوده­ حوضه­ی زاگرس ترازمانی­اند و از هیرنانتین تا لاندورین تغییر می­کنند. برخی از چاه­های این ناحیه به سازند سرچاهان نفوذ کرده­اندولی به دلیل پیچیدگی­های زمین­شناسی موجود در منطقه، نتایج بررسی­های انجام شده بر روی این چاه­ها قابل تعمیم به کل ناحیه­ فارس ساحلی نیست و ضخامت حال حاضر این سازند در این منطقه همچنان ناشناخته است [5]. در حالی که هیدروکربن­های موجود در میادین گازی این ناحیه (سازند دالان و کنگان با سن پرمو-تریاس) به احتمال زیاد از شیل­های سیلورین-اردویسین منشا می­گیرند [3,6,7]، منشا هیدروکربن موجود در واحد­های پرمین-تریاستعدادی از میادین ناحیه فارس ساحلی در چند مطالعه میان لایه­های شیلی سازند کنگان عنوان شده است، در مطالعاتی که میان لایه­های کنگان به عنوان منشا اصلی معرفی شده­اند، به دلیل ویژگی پوش­سنگی بخش نار، هیدروکربن بخش بالای سازند نار (دالان بالایی) با بخش پایین (دالان پایینی) آن به کلی متفاوت است و منشا تشکیل متفاوتی دارد (منشا هیدروکربن­های دالان پایینی سازند سرچاهان و هیدروکربن­های دالان بالایی و کنگان به وسیله میان لایه­های شیلی سازند کنگان تولید شده است) [8,9].

در این مطالعه، مدلسازی یک بعدی سیستم نفتی مورد استفاده قرار گرفته است تا تکامل بلوغ سنگ منشا محتمل سیلورین-اردویسین در محدوده­ بررسی، مورد مطالعه قرار گیرد، همچنین زمان تولید و مهاجرت هیدروکربن بازسازی شود. حجم‌های محاسبه شده­ هیدروکربن­های تجمع یافته با مقادیر واقعی مورد مقایسه قرار می­گیرد تا بود یا نبود سنگ منشا سیلورین-اردویسین در این ناحیه مشخص شود. همچنین احتمال منشا بودن میان لایه­های شیلی کنگان برای هیدروکربن­های میدان  Bمورد بررسی قرار خواهد گرفت (در میدان  Aمیان لایه­های شیلی دارای توان هیدروکربنی در سازند کنگان وجود ندارد).مدلسازی حوضه‌ رسوبی از روش­های نوین تحلیل و بررسی تولید و مهاجرت هیدروکربن در مدت زمان عمر حوضه‌ رسوبی است. در ناحیه‌ خلیج فارس و نواحی ساحلی ایران مدل­های حوضه‌ یک بعدی فراوانی ساخته شده است. در این مقاله تلاش شده تا با استفاده از روش مدلسازی یک بعدی حوضه رسوبی دلیل تشکیل نفت در یک محدوده‌ گازی مشخص شود.

2-روش کار

پس از مطالعه­ زمین­شناسی منطقه، نمونه­های گرفته شده از میدان­های AوB  به صورت جداگانه مورد آزمایش راک-اول برای تعیین توان هیدروکربن­زایی قرار گرفتند. سپس با استفاده از داده­های چاه، مطالعات زمین­شناسی و نرم­افزار مدلسازی سیستم نفتی پترومد 2011 و 2012 برای هر چاه یک مدل یک بعدی تاریخچه­ تدفین ساخته شد. حد پایین مدل­ها برابر با حد پایین شیل­های سیلورین-اردویسین سرچاهان است. همچنین اولین سازندی که چاه به آن نفوذ کرده است حد بالایی مدل در نظر گرفته شده است. مدل­ها با استفاده از داده­های انعکاس ویترینایت و دمای درون چاهی مورد تصحیح قرار گرفت تا با وضعیت فعلی منطقه مطابقت حداکثری داشته باشد.

2-1-بررسی چیدمان زمین­شناسی

زمین­شناسی منطقه­ای حوضه­ زاگرس و ارزیابی ساختاری در مقاله­های علمی بسیاری مورد بحث قرار گرفته است [10-16]. رشته کوه­های زاگرس با محور شمال­غرب-جنوب­شرق از اواخر کرتاسه تا نئوژن، لبه­ شمال­شرقی صفحه­ عربی را تحت­تاثیر قرار داده است. سیستم گسل­های پی­سنگی شمال-جنوب کازرون و هندیجان محدوده­ فارس را از فروافتادگی دزفول و لرستان در شمال­غرب که با سرعت بیشتری دچار فرونهشت می­شود، تفکیک می­کند (شکل 1) [6,15,17,18]. ناحیه­ فارس ساحلی در بخش شمالی محور تاقدیس قطر-فارس با قدمت پرکامبرین قرار گرفته است و رسوبات این ناحیه از آن زمان تحت تاثیر این تاقدیس قرار داشته­اند[3,19]. زاگرس از شمال-شمال­شرقی محدود به زاگرس رورانده، از شمال­غربی محدود به ناحیه­ چین­خورده­ دریای سیاه، از جنوب­غربی محدوده به ناحیه­ ریفتی دریای سرخ و از جنوب­شرق محدود به حاشیه­ اقیانوس هند است (شکل1)]12،17[.

بخش اصلی گاز­های هیدروکربنی مخازن جنوب زاگرس در طی کراکینگ ثانویه­ نفت دیرینه به وجود آمده­اند [20]. شیل­های غنی از ماده­ آلی سیلورین پایین (سازند سرچاهان) منشا اصلی گازهای طبیعی جنوب ایران تشخیص داده شده­اند. سیستم نفتی اصلی این منطقه مربوط به دوره­ زمانی پالئوزوئیک است [3,6,7]. سازند­های دالان و کنگان با سن به ترتیب پرمین بالایی و تریاس پایین مخازن کربناته­ اصلی این سیستم نفتی­اند که با نهشته شدن سازند دشتک که تشکیل شده از تناوب­های ضخیم کربناته/دولومیتی و انیدریت، حرکت هیدروکربن­ها به سمت سطح متوقف شده و سیستم نفتی تشکیل شده است. سازند دشتک دارای سن ژوراسیک آغازی تا میانی است (شکل 2)]3،6[.

میادین مورد مطالعه در این بررسی در جنوب شهرستان لامرد در استان بوشهرو در ساحل خلیج­فارس قرار دارند (شکل 3). محدوده مورد بررسی در شمال جزیره لاوان و در شرق ساختمان عسلویه­ شرقی واقع شده است. در نقشه­های قدیمی تاقدیس خلفانی و میدانA به صورت یکتا قدیس در نظر گرفته می­شدند که بررسی بعدی جدا بودن این دو بخش را ثابت کرد. بررسی انجام شده همراه با انجام عملیات لرزه­نگاری در سال 1383 نشان داد که تاقدیسی که میدان  Aروی آن قرار دارد، خود از دو تاقدیس مستقل تشکیل شده است؛ میادینAوBهرکدام بر رویتاقدیسمجزا قرار دارند.

2-2-آنالیز ژئوشیمیایی

پیرولیز راک اول توسط مهندسان اکتشاف نفت برای اندازه­گیری کمیت، کیفیت و بلوغ حرارتی ماده آلی در نمونه­های سنگ مورد استفاده قرار می­گیرد[21]. پارامتر­های راک‌اولرابادیگر اندازه­گیری­های ژئوشیمیایی معمول، مانند مجموع کربن آلی، فرآورده­های بیتومن و هیدروکربن، انعکاس ویترینایت و شاخص دگرگونی حرارتی مقایسه می­کنند. پیرولیز بدون پشتیبانی از دیگر بخش­های ژئوشیمی، مناسب برای استفاده نیست. روش عملکرد آزمایش راک-اول در مقاله­های متعددی از جمله پیترز و همکاران (2005) و هانتسچیل و کائراف (2009) به تفضیل توضیح داده شده است]22،23[.

2-3-مدلسازی یک بعدی

در نرم­افزار مدلساز از داده‎های ورودی برای بازسازی وضعیت دیرینه­ سازند­هادرمنطقه­ مورد بررسی استفاده می­شود. این نرم­افزار با استفاده از روش بک استریپینگ وقایع فرونهشت و بالا­آمدگی را مدلسازی می­کند که پشت سر هم اتفاق می­افتد. برای مدلسازی بلوغ حرارتی،ضروری است که عمق آب دیرینه، شار حرارتی و دمای سطح در گذر زمان به عنوان شرایط مرزی مدل مشخص شود. در محاسبات تغییرات حرارتی در یک حوضه‌ رسوبی، شرط مرزی بالایی، دمای سطح در گذر زمان است [24]. ماژول یک بعدی نرم­افزار پترومد دمای سطح در گذر زمان را با استفاده روش ویگرالا (1989) به دست می­آورد [25]. این تخمین بر اساس موقعیت جغرافیای دیرینه‌ ناحیه‌ مورد بررسی در گذر زمان، تغییرات در میانه‌ دماهای دیرینه‌ سطح در برابر عرض جغرافیایی و زمان زمین­شناسی و همچنین عمق آب در زمان رسوب گذاری انجام می‌گیرد[24]. محاسبات دمای سطح در گذر زمان ناحیه مورد بررسی این مطالعه بر اساس عرض جغرافیایی دیرینه شمال صفحه­ عربی انجام شده است. مقادیر عمق آب دیرینه برای محاسبه دمای سطح در گذر زمان مورد نیاز است. عمق آب دیرینه به ترکیبی از فرونهشت تکتونیکی و تغییرات جهانی در سطح دریاها وابسته است. با توجه به محیط­های رسوبگذاری عمق آبی برابر صفر متر برای وقایع فرسایشی/ نبود رسوبگذاری در نظر گرفته شده است(چون فرسایش یا هوازدگی در زمانی رخ می­دهد که رسوبات در معرض اکسیژن قرار دارند و از آب خارج شده­اند) و مقادیر عمق 20 متر برای نهشته شدن کربناته­ها و 85 متر برای نهشته شدن شیل­ها انتخاب شد (این اعماق طبقمیانگین پیشنهادی بر اساس فسیل­شناسی و مطالعات مدلسازی مشابه انتخاب شده است). در این مطالعه از مقادیر منفی استفاده نشده است. شار حرارتی شرط مرز پایینی انتقال حرارت به درون یک حوضه‌ رسوبی است[24]. شار حرارتی دیرینه یک پارامتر ورودی مهم در مدلسازی حوضه‌ رسوبی است و معمولا تعریف آن برای گذشته‌ زمین­شناسی سخت است، بنابراین مدل­های تاریخچه‌ حرارتی عموما به ترتیب در برابر بلوغ و نیمرخ حرارتی مورد تصحیح قرار می‌گیرند. در این مطالعه دمای ته چاهی و داده­های ضریبت انعکاس ویترینایت به ترتیب برای تصحیحات دمایی و بلوغ مورد استفاده قرارگرفته­اند. اخیرا مقادیر شار حرارتی در محدوده­ 60-68 میلی­وات بر مترمربع تطابق خوبی را با اندازه­گیری­های ضریب ویترینایت در مرکز خلیج فارس نشان داده­اند[26]. از آنجا که خلیج فارس یک حوضه فورلند است و شار حرارتی در تمامی نواحی یک حوضه فورلند عدد ثابتی است [22]، در محدوده مورد مطالعه­ در این مقاله نیز از همین مقادیر به عنوان مبنا استفاده شد. مقادیر دمای سطح در گذر زمان، عمق آب و شار حرارتی به کار رفته در جدول1 قابل مشاهده است. در نرم­افزار پترومد با استفاده از مدل­های مناسب بر پایه‌ معادله‌، سرعت­های واکنش از نوع آرنیوس و معادلات تبدیل ساده می­توان مقادیر ضریب انعکاس ویترینایت را پیش­بینی کرد، سپس این پیش­بینی­های حساس به تغییرات دما را می­توان با داده­های اندازه‌گیری شده مقایسه کرد به طوری که دمای­های ورودی غیردقیق مانند شار حرارتی دیرینه محدود شده و یا مورد تصحیح قرار گیرند.برای محاسبه بالا آمدگی در هر لایه، ضخامت هر لایه با ضخامت متوسط آن لایه در منطقه و مقطع تیپ مقایسه شده و با کنار هم قرار دادن این اطلاعات و اطلاعات فسیل­شناسی به دست آمده از پالئولاگ­های این چاه­ها در خصوص بالا آمدگی و فرسایش لایه­ها تصمیم­گیری شده است.در پایان خروجی مدل یک بعدی شکلی مشابه شکل 11و 12 خواهد بود که تاریخچه تدفین رسوبات نام دارد. در نمودار تاریخچه تدفین پایین­ترین خط مربوط به لایه­ای که حد پایینی مدل را نشان می­دهد به عنوان مبنا برای بررسی تغییرات وضعیت لایه­ها در نظر گرفته می­شود، هرجا شیب این خط به سمت پایین نمودار باشد، نشان­دهنده فرونهشت، هرجا شیب خط به طرف بالای نمودار باشد، بالاآمدگی و در مواقعی که خط افقی است رسوبگذاری اتفاق نیافتاده یا فرسایش در جریان بوده است.

اختصاص داده­های مجموع کربن آلی و شاخص هیدروژن اولیه برای فواصل منشایی لازم است. مجموع کربن آلی اولیه از محاسبات کینتیک بالک (رابطه 1) و ماژول محاسبات ژئوشیمیایی سنگ منشا نرم­افزار پترومد که مخصوص محاسبات خواص اولیه سنگ منشا است، به دست می‌آید [27,28]. شاخص هیدروژن اولیه به توصیه­ پیترز و همکاران (2006) و همچنین هانتسچیل و کائراف با توجه به نوع کروژن و بررسی­های ژئوشیمیایی از روی محدوده­های ارایه شده توسط پیترز (1994) به صورت نسبی و با تشخیص مدل­ساز انتخاب می­شود [29-27، 23]. برای محاسبات به شاخص تولید اولیه نیزنیاز است که به توصیه­ هانتس چیل و کائراف (2009) در شرایط سازند منشائی نابالغ برابر  2/0 خواهد بود [23]. مجموع کربن آلی اولیه و شاخص هیدروژن اولیه به ترتیب برای سازند سرچاهان برابر 12 درصد و 480 میلی­گرم هیدروکربن بر هر گرم مجموع کربن آلی و برای میان لایه­ شیلی کنگان 9/1 درصد و 450 میلی­گرم هیدروکربن بر هر گرم مجموع کربن آلی در نظر گرفته شد.

(1)

12TOC0=p HI TOCHI01-fp-TOC+HI TOC">

که در آن:

 TOCمیزان کل کربن آلی

 HIشاخص هیدروژن

 fتبدیل درصدی یا نسبت تبدیل کروژن

 pدرصد کربن تولیدی در نفت

اندیس صفر بیانگر مقادیر اولیه

تبدیل درصدی کروژن و درصد کربن تولیدی از نتایج آزمایش راک-اول به ترتیب برابر 91و 76 درصددر نظر گرفته شد.مرحله­ آخر پیش از اجرای مدل اختصاص داده­های دمای درون چاهی و انعکاس ویترینایت به عنوان پارامتر تصحیح به مدل و تصحیح پارامترهای مرزی تا مقداری است که مدل بر روی پارامترهای تصحیح منطبق شود.روش درصد Ro ساده­ مدل کینتیکی سویینی و برنهام (1990) برای محاسبه­ بلوغ حرارتی سازند­های مورد مطالعه، مورد استفاده قرار گرفت[30]. این مدل نسبت به دیگر مدل­های موجود جدیدتر است و همچنین محدوده­بزرگتری از عمق و ویترینایت را نسبت به دو مدل دیگر پوشش می­دهد. رابطه 2 نشان­دهنده­ رابطه­ مورد استفاده در روش درصد Ro آسان است،پارامترهای مورد نیاز برای این رابطه از نتایج آنالیز راک اول حاصل می‌شود.

(2)

12Ro%=0.20(4.660.20)f2">

که در آن:

Ro ضریب تبدیل ویترینایت

f تبدیل درصدی کروژن

3- نتایج و بحث

در محدوده­ مورد بررسی میدانB، 28نمونه و در میدانA، 29نمونه از فواصل چینه­ای درون چاه مورد بررسی ژئوشیمیایی قرار گرفت، همچنین در مورد سازند سرچاهان داده­های مربوط به مطالعه­ صابری و همکاران (2016) بر روی رخنمون این سازند در کوه فراقون مورد استفاده قرار گرفته است (جدول2) [7]. برای تصحیح مدل از اطلاعات ضریب انعکاس ویترینایت و دمای درون چاهی برای هر چاه به صورت جداگانه مطابق جدول 3و 4 استفاده می­شود. جدول 2 و شکل 4 نتایج مطالعات انجام شده­ آنالیز پیرولیز راک-اول بر روی نمونه­های جمع­آوری شده از میادین مورد مطالعه را نشان می­دهد. نگارهS1  در برابر مجموع کربن آلی، بومی یا غیربومی بودن هیدروکربن­های موجود در یک سازند را نشان می­دهد[28]. تمام نمونه­های مورد مطالعه، هیدروکربن بومی دارند و تحت تاثیر مهاجرت نبوده­اند (شکل 4).

مجموع ظرفیت تولید هیدروکربن بیانگر توان هیدروکربن­زایی سنگ است (شکل 5). در رسوبات پالئوزوئیک مورد مطالعه، این مقدار کمتر از 2 است، اکثریت نمونه­هاازلحاظ توان هیدروکربن­زایی در بخش نازا قرار می­گیرند اما چندین نمونه از سازند دالان (بخش بالایی) و کنگان در میدانA  در محدوده­ تولید ناچیز هیدروکربن قرار می­گیرد. مقادیر شاخص هیدروژن در محدوده 20-343 میلی­گرم هیدروکربن بر گرم سنگ قرار دارند و از ترسیم شاخص هیدروژن در برابر مقدار کل کربن آلی (شکل 6) توان هیدروکربن­زایی نمونه­ها غالبا چندان خوب نیست. نمونه­های کنگان در میدانBدر محدوده­ منشایی نفت با تولیدمتوسط و نمونه­های دالان بالایی و پایینی در میدانBدر محدوده­ منشایی گاز با تولید ناچیز قرار می­گیرد (به همین علت در بخش مدلسازی صرفا بخشی از سازند دالان در میدان B به عنوان منشا محتمل در نظر گرفته خواهد شد). همچنین در میدانAنمونه­های کنگان منشا ضعیف گاز و نمونه­های دالان بالایی می­توانند منشا ضعیف نفت باشند. نوع ماده­ آلی موجود در سنگ­های منشا را می­توان، بر اساس نگاره بازنگری شده­ ون کرولن که ترسیم شاخص هیدروژن در برابر دمای بیشینه­ راک-اول است، تعیین کرد (شکل 7).  نمونه­هاعمومادربخشترکیب کروژن نوع 2 و 3 این نگاره قرار می­گیرند.

در نگاره ژئوشیمیایی مربوط به میدان B(شکل 8) مشاهده می­شود با افزایش عمق شاخص هیدروژن به بالاترین حد خود رسیده است که می­تواند خبر ازتغییرات بلوغ در سازند دالان بدهد که مقدار شاخص اکسیژن در حداقل است، با افزایش عمق تغییرقابل توجهی در مقدار مجموع کربن آلی رخ نداده پس احتمال تولید هیدروکربن منتفی است. تغییراتS1وS2بر روی نگاره محسوس نیست ولی شاخص تولید، روند افزایشی را نشان می­دهد که دلیل بر آن است که مقدارS2با افزایش عمق به طور کلی در برابر S1روندی کاهشی را دنبال کرده است. دمای بیشینه­ نمودار راک اول تغییرات محسوسی را از خود در میدان Bنشان نمی­دهد. در میدان  A(شکل 8) شاخص هیدروژن و شاخص اکسیژن با افزایش عمق تغییراتیکسانی را نشان می­دهند. مجموع کربن آلی در رنج کم و بدون تغییرات چشمگیر است، دمای بیشینه­ نمودار راک اول روندی ثابت را نشان می­دهد. تغییراتS1 و S2 بر روی نگاره محسوس نیست ولی شاخص تولید روند افزایشی را نشان می­دهد که دلیل بر آن است که مقدار S2با افزایش عمق به طور کلی در برابرS1 روندی کاهشی را دنبال کرده است.

با توجه به نمونه­های بررسی شده و نتایج مطالعه­ صابری و همکاران (2016)، سازند سرچاهان سنگ منشا محتمل در منطقه­ مورد بررسی است که به دو بخش فوقانی و تحتانی تقسیم می­شود، تنها بخش زیرین دارای ظرفیت لازم برای تولید هیدروکربن است و از این نمونه­هابرای مدلسازی استفاده خواهد شد [7]. با توجه به نظریه­های موجود در ارتباط با احتمال منشا بودن میان لایه­های شیلی سازند کنگان، این میان لایه­ها نیز درون فرآیند مدلسازی مورد بررسی قرار خواهند گرفت.

3-1-مدلسازی تاریخچه­ تدفین و تاریخچه­ حرارتی

در هر دو میدان  میزان شار حرارتی در کرتاسه برابر 65 میلی­وات بر هر متر مربع بهترین تطبیق بین مقادیر اندازه­گیری شده و محاسبه شده­ انعکاس ویترینایت و دمای ته چاهی را نشان می­دهد (شکل­های 9 و 10).

درشکل 9 میدان A(تصویر راست) سر چاهان به عنوان سنگ منشا موثر در محدوده­ تولید گاز خشک قرار دارد و حتی به سمت فوق بالغ می­رود، به نحوی که بخش پایینسازند سرچاهان دمای22/152 درجه سانتی­گرادو کنگان33/120 درجه سانتی­گرادرا تحمل کرده­اند. در میدانB (تصویر چپ) سرچاهان به عنوان سنگ منشا موثر در محدوده­ تولید گاز خشک قرار دارد و حتی به سمت فوق بالغ می­رود، به نحوی که بخش پایین سازند سرچاهان دمای 156 و کنگان 137 درجه سانتی­گراد را تحمل کرده­اند.

شکل 10 مربوط به تصحیح مدل با استفاده از داده­های تصحیح انعکاس ویترینایت است. در میدانA (تصویر راست) برای بخش پایین سازند سرچاهان مقدار انعکاس ویترینایت معادل 17/1 است که در بخش تولید گازتر و میعانی و سازند کنگان انعکاس ویترینایت معادل75/0 که در محدوده­ نفت قرار می­گیرند. در میدانB (تصویر چپ) مشاهده می­شود برای بخش پایین سازند سرچاهان انعکاس ویترینایت معادل22/1 و در بخش تولید گاز تر و میعانی و سازند کنگان دارای انعکاس ویترینایت معادل 73/0 بوده است که در محدوده­ نفت قرار می­گیرند.

شکل 11، مربوط به تاریخچه­ تدفین حرارتی مجموعه­ سازند­های موجود در میادین ناحیه­ بررسی است. در میدانA (شکل راست) بخش پایین سازند سرچاهان در 9/1 میلیون سال پیش به عمق 5182 متری رسیده و دمای10/154 درجه سانتی­گراد را تجربه کرده است. سازند کنگان در عمق 3811 متری و در دمای130/122 درجه سانتی­گراد قرار داشته­ است. در میدانB (شکل چپ) بخش پایین سازند سرچاهان در6/1 میلیون سال پیش به عمق 5446 متری رسیدهاست و دمای92/160 درجه سانتی­گراد و سازند کنگان در عمق 4034 متری و در دمای05/125 درجه سانتی­گراد قرار داشته­اند.

شکل 12 تاریخچه تدفینبه همراه محدوده­های طبقه­بندی بر اساس انعکاس ویترینایتارایه شده توسط سویینی و برنهام (1995) را نشان می­دهد [30]. در میدانA(شکل راست) سازند سرچاهان در محدوده­ اواخر پنجره­ نفتی وسازند کنگان در بخش میانه­ پنجره­ نفتی و در میدانB(شکل چپ) سازند سرچاهان در محدوده­ اواخر پنجره­نفتی و سازند کنگان در بخش میانه­ پنجره­ نفتی قرار می­گیرند. اطلاعات مربوط به دیگر سازند­هادرشکل­هایی که تا به حال بررسی شد در جدول 5 در دسترس است.

شکل 13 نشان­دهنده­ ضریب تبدیل کروژن برای سازند سرچاهان است. در میدانA(شکل بالا) و در عمق حداکثر،23/78 درصداز کروژن این سازند و در میدانB(شکل پایین)،35/84 درصداز کروژن موجود در سنگ منشا تبدیل به هیدروکربن شده است.

شکل 14 نشان­دهنده­ جرم بالک هیدروکربن تولیدی از سازند سرچاهان است. سازند سرچاهان در میدانA(شکل بالا) و در عمق حداکثر،88/0 مگاتن هیدروکربن و در میدانB (شکل پایین) 96/0 مگاتن هیدروکربن تولید کرده است.

بخش دارای توان تولید سازند سرچاهان (بخش پایین) با نرم­افزار مدلساز خود به سه قسمت تقسیم می­شود (برای افزایش دقت محاسبات) که به ترتیب آن­ها از پایین بخش یک، دو و سه نامیده می­شوند. شکل 15 نشان­دهنده­ خروج هیدروکربن تولیدی از سازند سرچاهان است. همان­طور که از هر دو نگاره مشخص است بیشتر از نیمی از هیدروکربن تولیدی از بخش سه سرچاهان پایین تولید شده است.در عمق حداکثر تدفین در میدانA(شکل بالا) خروج هیدروکربن از بخش یک840/0، از بخش دو 677/1 و از بخش سه 510/2 مگاتن بر کیلومتر مربع و در میدانB (شکل پایین) خروج هیدروکربن از بخش یک 917/0، از بخش دو 831/1 و از بخش سه 742/2 مگاتنبر کیلومتر مربع بوده است. اطلاعات تفصیلی سازند سرچاهان در جدول 6 قابل مشاهده است.

شکل 16 مقدار و زمان تولید هیدروکربن میان لایه­های شیلی کنگان را نشان می­دهد. این لایه­ها به صورت پراکنده و در بخش­های نازک با ضخامت مجموع 20 متر در سازند کنگان میدانBوجود دارند (ضخامت بر اساس مطالعات پتروفیزیکی انجام شده توسط مدیریت اکتشاف نفت استخراج شده است) که در این مدلسازی، آن­ها را برابر یک واحد چینه­ای دقیقا بین سازند کنگان و دالان بالایی در نظر گرفته­اند و بالاترین میزان مجموع کربن آلی سازند کنگان برای محاسبه­ مجموع کربن آلی اولیه و کروژن نوعII از نتایج آنالیز راک-اول به عنوان کروژن این سازند اختصاص داده شده است. طبق نتایج، این میان لایه­ها در 100 میلیون سال پیش شروع به تولید هیدروکربن کرده­اند و حداکثر تولید آن­ها برابر 03/0 مگاتون بوده است. خروج هیدروکربن در این لایه رخ نداده است. این میزان تولید اساسا پاسخگوی حجم ذخیره­ 170 میلیون بشکه­ای نفت موجود در این میدان نیست و می­توان نظریه­ منشا بودن این میان لایه­ها در تولید حجم قابل توجه هیدروکربن مایع این محدوده را رد کرد و بیان داشت میان لایه­های موجود در سازند کنگان در این میدان تنها به صورت جزیی می­توانند بخش محدودی از هیدروکربن­های موجود در مخزن کنگان میدان را شارژ کنند.

4- نتیجه­گیری

شارحرارتی 65 میلی­وات بر مترمربع بهترین انطباق را بین داده­های اندازه­گیری شده و محاسبه شده­ دماهای ته­چاهی و انعکاس ویترینایت ارایه می­دهد. نتایج آزمایش راک-اول، وجود نمونه­های سنگ اکثرا نابالغ یا با بلوغ اندک را در محدوده­ میادین نشان می­دهد، پس سازندهای بررسی شده توان هیدروکربن­زایی لازم برای تولید این حجم از هیدروکربن را نداشته­اند. سازند­های فواصل تریاس، ژوراسیک و کرتاسه در نمودار S1 در برابر مجموع کربن آلی شواهدی از مهاجرت هیدروکربن نمایش نمی­دهند. سرچاهان در مدلسازی سنگ منشا اصلی است و در هر دو میدان فوق به محدوده بالغ رسیده است. سرچاهان در میدانBتا 6/1 میلیون سال پیش در حال فرونهشت بوده و به دمای92/160 درجه سانتی­گراد و عمق 5446 متری رسیده است ولی در میدانAروند فرونهشت آن در 9/1 میلیون سال پیش متوقف شده و دمای010/154 درجه سانتی­گراد و عمق 5182 متر را تحمل کرده است، بنابراین روند فرونهشت در بخش شرقی (میدان B) دیرترمتوقف شده است. حجم هیدروکربن تولیدی در بخش شرقی منطقه مورد مطالعه (میدان B) بیشتر از بخش غربی(میدانA) است که دلیل آن عمق تدفین و دمای حداکثری بالاتر است. به دلیل مجاورت این دو میدان گروه مخزنی هر دو مخزن پالئوزییک است و سیستم نفتی برای هر دو در یک زمان تشکیل شده است، خروج هیدروکربن از هر دو سازند به دلیل شرایط مشابه با یک اختلاف زمانی5/0میلیون ساله تقریبا به صورت همزمان رخ داده است. در هر دو میدان بخش پایینی سازند سرچاهان عامل اصلی تولید­کننده نفت شناخته شده است. میان لایه­های شیلیسازند کنگان هیدروکربن تولید کرده است اما این میزان معادل حجم عظیم هیدروکربن­های مایع موجود در منطقه نیست.

 

 

شکل 1-  ناحیه زاگرس و نواحی محدودکننده پیرامون آن [31].

 

شکل 2- ستون چینه­شناسی فارس ساحلی]32[.

 

 

شکل 3-  محدوده مورد بررسی و میادین مورد مطالعه که بر روی آن مشخص شده­اند.

 

شکل 4-نگاره S1 در برابر TOCبرای تشخیص بین هیدروکربن­های درجا و غیر درجای موجود در نمونه­های میادین مورد مطالعه. خط شیب­دار برابراست با S1/TOC=1.5.

 

شکل 5-  نگاره ظرفیت زایش (S1+S2) در برابر TOC برای بررسی کیفیت منشایی نمونه­های مورد بررسی.

 

 

شکل 6- نگارهHI  در برابر TOC برای تعیین ظرفیت منشایی

 

 

 

شکل 7- نگاره ون- کروولن تعدیل یافته HI در برابر Tmax (شکل چپ) و نگاره HI در برابر OI برای تعیین نوع کروژن و کیفیت منشایی (شکل راست).

 

شکل 8- نگاره ژئوشیمیایی در برابر عمق مربوط به چاه A (راست) و چاه B (چپ).

 

 

 

شکل 9- بازسازی تاریخچه حرارتی برای منطقه مورد مطالعه (A راست، B چپ).

 

 

 

شکل 10-بازسازی ضریب انعکاس ویترینایت در برابر عمق به روش سوینی و برنهامدرمنطقه مورد مطالعه (A راست، B چپ).

 

 

 

شکل 11- نگاره تاریخچه تدفین به همراه دماهای سازند­ها در کنار نگاره سیستم نفتی مربوط به چاه A (راست) و B (چپ)

 

 

شکل 12- نگاره تاریخچه تدفینی که محدوده­های طبقه­بندی مربوط به انعکاس ویترینایت بر روی آن مشخص شده است در چاه A (راست) و B (چپ).

 

 

 

شکل 13- ضریب تبدیل کروژن در چاه A بالا و B پایین (سمت چپ در برابر زمان و سمت راست بر روی تاریخچه تدفین)

 

 

شکل 14- جرم هیدروکربن تولید بالک در چاهA بالا وBپایین (سمت چپ در برابر زمان و سمت راست بر روی تاریخچه تدفین)

 

 

 

شکل 15- خروج هیدروکربن از سازند سرچاهان  در چاهAبالا وB پایین (سمت چپ در برابر زمان و سمت راست بر روی تاریخچه تدفین)

 

 

 

شکل 16- میزان و زمان تولید برای میان لایه شیلی سازند کنگان در میدان B.

 

جدول 1- عمق آب دیرینه، دمای سطح در گذر زمان و شار حرارتی مورد استفاده در مدل ها.

سن

عمق آب
دیرینه

دمای سطح
در گذر زمان

شار
حرارتی

Ma

m

°C

mW/m2

0

0

20/21

52

30

50

33/23

52

60

0

34/28

52

90

0

00/30

58

120

60

00/28

58

150

60

00/28

65

180

60

60/23

65

210

60

07/25

65

240

50

00/29

65

270

50

02/22

75

300

0

66/22

75

330

0

00/25

75

360

0

07/23

75

390

0

07/23

80

420

35

07/22

80

450

85

07/21

80

 


 

جدول 2- میانگین داده­های مربوط به آنالیز راک-اول.

میدان/
رخنمون

سازند

Tmax

(°C)

PI

S2

(mg/g)

S1

(mg/g)

S3

(mg/g)

HI

TOC
(%)

OI

A

آسماری

420

11/0

19/0

02/0

17/0

173

11/0

155

پابده

422

03/0

5/2

08/0

81/1

179

4/1

129

گورپی

426

06/0

73/0

05/0

31/1

111

66/0

198

لافان

5/412

11/0

295/0

03/0

405/1

75

39/0

5/365

سروک

421

14/0

26/0

04/0

66/0

124

21/0

314

کژدمی

397

09/0

425/0

035/0

165/1

5/140

32/0

5/352

داریان

422

16/0

46/0

09/0

86/0

164

28/0

307

گدوان

408

13/0

41/0

06/0

53/1

87

47/0

326

فهلیان

429

17/0

42/0

09/0

99/0

145

29/0

341

سورمه

430

185/0

36/0

08/0

84/0

142

265/0

332

نیریز

403

37/0

3/0

18/0

49/1

33

91/0

164

دشتک

5/414

31/0

375/0

145/0

305/1

87

43/0

312

کنگان

414

306/0

191/0

079/0

967/0

86/78

21/0

1/484

دالان

7/412

395/0

248/0

145/0

203/1

33/98

212/0

557

B

پابده

5/428

03/0

34/1

05/0

86/0

5/160

755/0

111

گورپی

5/424

105/0

335/0

02/0

37/0

107

275/0

5/141

لافان

414

325/0

055/0

025/0

445/0

28

185/0

5/257

سروک

435

11/0

28/0

03/0

49/0

90

31/0

158

گدوان

416

09/0

49/0

05/0

76/0

245

02/0

380

فهلیان

5/423

16/0

58/0

115/0

795/0

5/171

34/0

236

سورمه

5/430

145/0

905/0

145/0

27/1

186

52/0

298

نیریز

410

24/0

4/0

13/0

44/1

46

87/0

166

دشتک

426

2/0

44/0

11/0

03/1

98

45/0

229

کنگان

2/427

238/0

303/1

257/0

527/1

7/211

515/0

2/396

دالان

1/421

34/0

043/1

47/0

565/1

6/151

6/0

276

کوه فراقون *

سرچاهان

7/458

116/0

720/3

467/0

213/0

86/71

190/5

429/8

 

 

جدول 3- داده­های تصحیح (ضریب انعکاس ویترینایت).

چاه

عمق (m)

سازند

ضریب انعکاس ویترینایت

A

1520

گورپی

52/0

2706

سورمه

52/0

3421

دشتک

58/0

B

1629

گورپی

49/0

2925

سورمه

54/0

3533

آغار

55/0

3723

کنگان

57/0


جدول 4- داده­های تصحیح (دمای درون چاهی).

چاه

عمق(m)

دما(°C)

 

چاه

عمق(m)

دما(°C)

A

3215

5/112

 

B

3251

28/115

3225

28/113

 

3261

67/116

3234

5/114

 

3280

72/116

3263

94/117

 

3320

90/116

3273

16/118

 

3330

22/121

3282

118

 

3357

66/118

 

 

جدول 5-نتایج مدلسازی در سازند­های درون میادین.

میدان

سازند

دما

(°C)

ضریب انعکاس
ویترینایت
(%)

تاریخچه تدفین حرارتی

زمان تدفینحداکثری
(میلیون سال پیش)

عمق
(
m)

دما
(
°C)

بلوغبر اساس
ضریب انعکاس ویترینایت

A

کنگان

33/120

75/0

9/1

3811

13/122

میانه پنجره نفتی

دالان بالایی

28/127

82/0

4094

04/129

نار

133

88/0

4511

52/137

دالان پایین

18/144

05/1

4907

92/145

فراقون

86/147

11/1

5036

58/149

اواخر پنجره نفتی

زاکیین

84/149

14/1

5107

65/151

سرچاهان بالایی

42/151

16/1

5158

22/153

سرچاهان پایینی

22/152

17/1

5182

01/154

B

کنگان

137

73/0

6/1

4034

05/125

میانه پنجره نفتی

دالان بالایی

124

77/0

4387

78/133

نار

131

84/0

4597

12/138

دالان پایین

5/138

9/0

4957

66/146

فراقون

143

01/1

5068

99/149

اواخر پنجره نفتی

زاکیین

150

11/1

5351

48/158

سرچاهان بالایی

154

19/1

5402

09/160

سرچاهان پایینی

156

22/1

5429

92/160

 

 

 

جدول 6- نتایج مدلسازی در سازند سرچاهان.

سازند

میدان

عمق
(
m)

سن
(میلیون سال پیش)

ضریب تبدیل
کروژن(%)

حجم بالک
هیدروکربن تولیدی
(
Mton)

بخش سازند
در مدل

حجم هیدروکربن تولیدی
از هر کیلومتر مربع
(
Mton/Km2)

سرچاهان پایین

A

2551

165

32/0

0

کل

0

4643

7/8

50

56/0

پایین

528/0

وسط

037/1

بالا

539/1

5182

9/1

23/78

88/0

پایین

840/0

وسط

677/1

بالا

510/2

4980

0

86/80

91/0

پایین

870/0

وسط

736/1

بالا

598/2

B

2642

162

6/0

0

کل

0

3912

61/47

50

56/0

پایین

532/0

وسط

061/1

بالا

547/1

5446

6/1

35/84

96/0

پایین

917/1

وسط

831/1

بالا

742/2

5194

0

74/85

98/0

پایین

942/0

وسط

881/1

بالا

817/2

 



[*]نویسنده مسئول مکاتبات

منابع و مراجع

  1. D. A. Ross, E. Uchupi, and R. S. White, “The geology of the Persian Gulf-Gulf of Oman Region: A synthesis,” Rev. Geophys., vol. 24, no. 3, p. 537, 1986.
  2. BP, “BP Statistical Review of World Energy June 2017,” 2017.
  3. M. L. Bordenave, “The origin Of the Permo-Triassic gas accumulations in the Iranian Zagros foldbelt And Contigupus Offshore areas: A review of the Paleozoeic petroleum system,” J. Pet. Geol., vol. 31, no. 1, pp. 3–42, Jan. 2008.
  4. S. Lüning, J. Craig, D. . Loydell, P. Štorch, and B. Fitches, “Lower Silurian `hot shales’ in North Africa and Arabia: regional distribution and depositional model,” Earth-Science Rev., vol. 49, no. 1, pp. 121–200, 2000.
  5. M. L. Bordenave and J. A. Hegre, “Current distribution of oil and gas fields in the Zagros Fold Belt of Iran and contiguous offshore as the result of the petroleum systems,” Geol. Soc. London, Spec. Publ., vol. 330, no. 1, pp. 291–353, 2010.
  6. D. P. Le Heron and J. A. Dowdeswell, “Calculating ice volumes and ice flux to constrain the dimensions of a 440 Ma North African ice sheet,” J. Geol. Soc. London., vol. 166, no. 2, pp. 277–281, Mar. 2009.
  7. M. H. Saberi, A. R. Rabbani, and M. Ghavidel-syooki, “Hydrocarbon potential and palynological study of the Latest Ordovician – Earliest Silurian source rock (Sarchahan Formation) in the Zagros Mountains, southern Iran,” Mar. Pet. Geol., vol. 71, pp. 12–25, 2016.
  8. A. Ahanjan, A. R. Rabbani, and S. Khajooie, “Assessing vertical compartmentalization within the KHM field, southwest of Iran: An integrated approach,” J. Nat. Gas Sci. Eng., vol. 35, pp. 1277–1283, Sep. 2016.
  9. A. Ahanjan, A. R. Rabbani, and M. R. Kamali, “An improved understanding of the origin and mechanism of Permian-Triassic natural gas-condensate accumulations in the Gavbendi High, Southwest Iran: An integrated approach,” J. Nat. Gas Sci. Eng., vol. 37, pp. 217–233, 2017.
  10. M. Ghavidel-syooki, J. J. Álvaro, L. Popov, M. G. Pour, M. H. Ehsani, and A. Suyarkova, “Stratigraphic evidence for the Hirnantian (latest Ordovician) glaciation in the Zagros Mountains, Iran,” Palaeogeogr. Palaeoclimatol. Palaeoecol., vol. 307, no. 1, pp. 1–16, 2011.
  11. M. Ghavidel-Syooki, L. E. Popov, J. J. Alvaro, M. Ghobadi Pour, T. Y. Tolmacheva, and M.-H. Ehsani, “Dapingian--lower Darriwilian (Ordovician) stratigraphic gap in the Faraghan Mountains, Zagros Ranges, southeastern Iran,” Bull. Geosci., vol. 89, no. 4, pp. 679–706, 2014.
  12. M. S. Kashfi, “Geology Of The Permian ‘Super-Giant’ Gas Reservoirs In The Greater Persian Gulf Area,” J. Pet. Geol., vol. 15, no. 4, pp. 465–480, Oct. 1992.
  13. A. R. Rabbani, “Petroleum geochemistry, offshore SE Iran,” Geochemistry Int., vol. 45, no. 11, pp. 1164–1172, Nov. 2007.
  14. A. R. Rabbani, “Petroleum geology and geochemistry of the Persian Gulf,” Tafresh Tafresh Univ., 2013.
  15. P. R. Sharland, R. Archer, D. M. Casey, and S. . Davies, R.B. Hall, “Sequence Stratigraphy of the Arabian Plate,” GeoArabia Spec. Publ., vol. 2, p. 371, 2001.
  16. O. P. Wennberg et al., “The Khaviz Anticline: an outcrop analogue to giant fractured Asmari Formation reservoirs in SW Iran,” Geol. Soc. London, Spec. Publ., vol. 270, no. 1, pp. 23–42, 2007.
  17. M. Alavi, “Regional stratigraphy of the Zagros fold-thrust belt of Iran and its proforeland evolution,” Am. J. Sci., vol. 304, no. 1, pp. 1–20, 2004.
  18. H. Motiei, “Petroleum geology of Zagros,” Geol. Surv. Iran (in Farsi), 589p, 1995.
  19. F. S. P. van Buchem, M. D. Simmons, H. J. Droste, and R. B. Davies, “Late Aptian to Turonian stratigraphy of the eastern Arabian Plate - depositional sequences and lithostratigraphic nomenclature,” Pet. Geosci., vol. 17, no. 3, pp. 211–222, Aug. 2011.
  20. M. H. Saberi and A. R. Rabbani, “Origin of natural gases in the Permo-Triassic reservoirs of the Coastal Fars and Iranian sector of the Persian Gulf,” J. Nat. Gas Sci. Eng., vol. 26, pp. 558–569, 2015.
  21. M. R. C. Kenneth E. Peters (), Applied Source Rock Geochemistry: Chapter 5: Part II. Essential Elements, vol. 77. AAPG Special Volumes, 1994.
  22. K. E. Peters, C. C. Walters, and J. M. Moldowan, “The Biomarker Guide. Biomarkers and isotopes in the environment and human history, vol. 1,” Cambridge, New York, 2005.
  23. T. Hantschel and A. I. Kauerauf, Fundamentals of basin and petroleum systems modeling. 2009.
  24. M. N. Yalçin, R. Littke, and R. F. Sachsenhofer, “Thermal History of Sedimentary Basins,” in Petroleum and Basin Evolution, Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 1997, pp. 71–167.
  25. B. Wygrala, “Integrated Study of an Oil field in the Southern Po Basin, Northern Italy.” Forschungszentrum Jülich GmbH, 1989.
  26. E. Mohsenian, A. Fathi-Mobarakabad, R. F. Sachsenhofer, and A. Asadi-Eskandar, “3D basin modelling in the central persian gulf, offshore Iran,” J. Pet. Geol., vol. 37, no. 1, pp. 55–70, 2014.
  27. E. Lafargue, F. Marquis, and D. Pillot, “Rock-Eval 6 Applications in Hydrocarbon Exploration, Production, and Soil Contamination Studies,” Rev. l’Institut Français du Pétrole, vol. 53, no. 4, pp. 421–437, Jul. 1998.
  28. J. Hunt, “Petroleum geochemistry and geology: by JM Hunt. WH Freeman and Company, New York, 1996, i--xii+ 743 pp. ISBN 07167-2441-3 (hardcover).” Elsevier, 1996.
  29. B. P. Tissot and D. H. Welte, Petroleum formation and occurrence. Springer Science & Business Media, 2013.
  30. J. J. Sweeney and A. K. Burnham, “Evaluation of a Simple Model of Vitrinite Reflectance Based on Chemical Kinetics (1),” Am. Assoc. Pet. Geol. Bull., vol. 74, no. 10, pp. 1559–1570, 1990.
  31. M. Ghavidel-syooki, J. J. Álvaro, L. Popov, M. G. Pour, M. H. Ehsani, and A. Suyarkova, “Stratigraphic evidence for the Hirnantian (latest Ordovician) glaciation in the Zagros Mountains, Iran,” Palaeogeogr. Palaeoclimatol. Palaeoecol., vol. 307, no. 1–4, pp. 1–16, Jul. 2011.
  32. R. Poursoltani, M. Pourkermani, K. Yazdjerdi, M. Almassian, and others, “Investigating the Impress of the Active Tectonics and the Rate of Fractures in Ilam Formation, Fars Area, SW Iran,” Open J. Geol., vol. 6, no. 6, p. 498, 2016.